Norwegische DNV-Studie: Bis 2050 können die Kosten für Offshore-Windenergie in der Nordsee um bis zu 28 % sinken

de.wedoany.com-Bericht: Am 8. September veröffentlichte DNV die Ergebnisse einer gemeinsamen Studie zur Industrialisierung und Standardisierung der Offshore-Windenergie in der Nordsee. Die Studie berechnet, dass bei kontinuierlich ausgeweiteter Projektdeployment-Skala und verlängertem Produktionszyklus bestehender Windturbinenplattformen die durchschnittlichen levelisierten Stromgestehungskosten (LCoE) über den gesamten Lebenszyklus der Offshore-Windenergie in der Nordsee bis 2050 um bis zu 28 % gesenkt werden können; bis 2035 beträgt die Reduktion im selben Hochdeployment-Szenario etwa 19 %. Die Studie verwendet Turbinen mit etwa 15 MW und Monopile-Fundamente als Referenzplattform, mit einem Berechnungszeitraum von 2025 bis 2050.

DNV hat drei Deployment-Szenarien festgelegt. Bei moderatem Marktwachstum und kurzem Produktionszyklus bestehender Windturbinenplattformen wird ein Rückgang der LCoE bis 2035 um etwa 5 % erwartet; bei gleichen Marktwachstumsbedingungen, aber verlängertem Plattform-Produktionszyklus, vergrößert sich der Rückgang bis 2035 auf etwa 14 % und erreicht bis 2050 etwa 25 %; im Szenario mit der höchsten Produktionsmenge bei kontinuierlich ausgeweiteter Offshore-Windenergie-Deployment-Skala erreichen die Rückgänge bis 2035 bzw. 2050 etwa 19 % bzw. 28 %. Die Studie legt 15 MW nicht als optimale Turbinenkapazität fest und beschränkt auch nicht die zukünftige Entwicklung von Modellen mit größerer Kapazität.

Die Kostensenkungen resultieren hauptsächlich aus geringeren Investitionsausgaben, wobei Turbinenausrüstung und Projektentwicklungskosten den Hauptanteil ausmachen; auch Installations- und Fundamentstrukturkosten tragen zu weiteren Senkungen bei. Die Studie berechnet ebenfalls die Kostenänderungen nach Verlängerung des Produktionszyklus bestehender Windturbinenplattformen, Erhöhung der Kapazitätsauslastung der Lieferkette sowie Vereinheitlichung der Design-Schnittstellen. DNV ist der Ansicht, dass die bestehende europäische Versorgungskapazität insgesamt den kurzfristigen Produktionsbedarf für Turbinen der etwa 15-MW-Klasse decken kann; im höchsten Deployment-Szenario wird die Hafenkapazität jedoch zum begrenzenden Faktor, und auch die Offshore-Installationskapazität nähert sich ihrer Obergrenze, sodass zusätzliche Hafen- und Installationsressourcen erforderlich sind.

Dieses gemeinsame Industrieprojekt wurde im September 2025 gestartet. In früheren Studien legte DNV eine Nabenhöhe von 170 Metern, eine Höhe vom Bein bis zum Haken des Installationsschiffs von 270 Metern, ein maximales Hebegericht für Rotor- und Gondelkomponenten von 1500 Tonnen, ein maximales Gewicht für Monopiles von 2500 Tonnen und einen maximalen Durchmesser von 11 Metern als Parameter für Lieferkettenbeschränkungen fest; für die Tragfähigkeit der Kais und die Wassertiefe der Hafenbecken bzw. Fahrrinnen wurden 30 Tonnen pro Quadratmeter bzw. 12 Meter als Referenzobergrenzen verwendet. Das Projekt führte numerische Analysen zur Stabilisierung der Windturbinenplattformkapazität über Zeiträume von 5, 10 oder 15 Jahren durch und berechnete deren Auswirkungen auf die durchschnittlichen LCoE in der Nordsee und die Installationsgeschwindigkeit.

Die gemeinsame Studie wurde von DNV geleitet; beteiligte Unternehmen sind EEW Special Pipe Constructions, Fred. Olsen Windcarrier, Groningen Seaports, Iemants, Jan De Nul, Van Oord, Vattenfall und Vestas. Die Studie nutzt DNVs „Energy Transition Outlook 2025", den North Sea Forecast, Projektpipeline-Daten sowie die Offshore-Windenergie-Deploymentziele der Erklärungen von Ostend und Hamburg zur Szenariobildung. Der Bericht empfiehlt, dass Regierungen kontinuierliche Auktionsverfahren und eine vorhersehbare Projektpipeline aufrechterhalten sollten, Entwickler und Turbinenhersteller Designgrenzen und Schnittstellen frühzeitig vereinheitlichen sollten, und Lieferkettenunternehmen Investitionen vorrangig auf die identifizierten Kapazitätsengpässe ausrichten sollten.